基于软导线相间距离检验的主变压器跳闸原因分析

赵 聪李松原李 楠张 弛李 琳

(1.国网天津市电力公司电力科学研究院,天津 300384;2.天津市电力物联网企业重点实验室,天津 300384)

随着电力系统规模的不断扩大,主变压器容量不断增大,近20年电力系统短路电流水平不断提升[1-5]。老旧变电站内设备架构、连接导线等设施的设计尺寸、距离已无法满足运行要求,在电力系统遭受大风、舞动或短路冲击时易发生短路故障,严重影响电网的安全运行[68]。

针对一起220 k V 主变压器跳闸故障开展原因分析,根据故障录波数据记录的主变压器高中低三侧电压、电流的幅值、相位以及保护动作情况分析,同时结合现场检查判断故障点为主变压器35 k V 软导线[913]。通过对短路软导线开展相间距离校验计算,对比设计值和实测值发现软导线弧垂及相间距离均不满足运行要求,是造成本次故障的根本原因[14-15],为避免同类故障再次发生提出了相应的反事故措施[16-19]。

1 故障前基本情况

此次故障变电站安装有2台220 k V 主变压器。2台主变压器220 k V、110 k V 及35 k V 三侧母线均采用双母线接线方式,主变压器220 k V 及110 k V 侧中性点采用间隙接地,35 k V 侧中性点采用消弧线圈接地。其中故障变压器为2号主变压器,型号为SFSZ-180000/220,额定容量180 MVA,冷却方式为自然油循环风冷(ONAF),2007年1月出厂,2007年5月投运。故障前,变电站220 k V、110 k V 母线的2245、145分段开关处于合闸状态,35 k V 母线345分段开关处于分闸状态,2 号主变压器由35 k V 302 受总开关带35 k V-5母线运行。

2 故障检查与分析

2.1 故障录波分析

通过查看故障录波及保护动作信息,可知2020年4月8日13时05分39秒,35 k V-5母线电压异常,W 相电压升高,U、V 相电压降低,幅值及相位相同。2号主变压器高中低三侧U、V 相均出现故障电流。其中,流经2202受总开关故障电流为0.88 k A,流经102受总开关故障电流为1.1 k A,流经302受总开关故障电流为11 k A。623 ms时,319线路过流II段动作,690 ms时,35 k V-5母线三相电压、电流恢复正常,因此判断为319线路发生U、V 相间短路,故障点在主变压器保护范围之外。

1 485 ms时,35 k V-5母线电压再次异常,W相电压升高,U、V 相电压降低,幅值及相位相同。同时,2号主变压器2202、102受总开关U、V 相再次出现故障电流。其中,流经2202受总开关电流为0.86 k A,流经102受总开关电流为1.37 k A,但是流经302 受总开关电流显示正常。1 518 ms时,2号主变压器差动保护动作,主变压器三侧开关跳闸,35 k V-5母线失电。因此判断2号主变压器35 k V 低压侧发生U、V 相间短路,故障点在主变压器保护范围之内。

2.2 现场检查情况

现场检查2号主变压器、本体无异常,瓦斯及集气盒内无气体,轻重瓦斯均无动作。

检查2202、102、302受总开关间隔内,断路器本体、隔离开关、CT、连接铝排、穿墙套管等设备均无放电痕迹,35 k V 开关楼内无异味。

检查2号主变压器35 k V 出线套管至35 k V母线桥均无放电痕迹,母线桥导电排热缩包裹无破损烧蚀痕迹,支撑瓷瓶无放电痕迹。

检查2号主变压器35 k V 母线桥与35 k V 开关楼穿墙套管间引线(双分裂软导线),在距开关楼第3档U、V 相导线表面有明显放电痕迹,W 相导线无放电痕迹,如图1 所示。判断此处为第2次相间短路故障点。

图1 软导线相间短路故障点

2.3 故障过程分析

根据故障录波和保护动作信息可知,本次故障总计发生2次短路。

第1次,13时05分39秒,319出线发生U、V相间短路,过流保护二段动作,跳开319开关,电压、电流恢复正常。因故障点在主变压器差动保护范围之外,主变压器保护不动作。

第2 次,13 时05 分40 秒,2 号 主 变 压 器35 k V 侧发生U、V 相间短路,因故障点在主变压器差动保护范围之内,差动电流满足动作要求,主变压器差动保护动作,三侧开关跳闸。

由于2次故障均为U、V 相间短路,并且2次相间短路时间间隔约为895 ms。因此推断2次相间短路存在联系。即在第一次319线路发生相间短路时,35 k V软导线在故障电流电动力作用下发生摇摆,侵犯安全距离,从而引发第二次相间短路。

3 软导线相间距离校验

为进一步明确第2次相间短路原因,根据《电力工程设计手册:火力发电厂电气一次设计》开展软导线相间距离校验。

3.1 相间距离校验原理

考虑本次故障软导线采用门型架结构,相间距离校验原理如图2所示。D2为最小安全距离,A2为不同相带电部分之间的最小电气距离,f1为绝缘子串弧垂,f2为导线弧垂,a1为绝缘子串风偏角,a2为导线风偏角。

图2 门型架软导线相间距离校验原理

f1及f2的计算公式为:

式中:f为绝缘子和导线的总弧垂;l为跨距水平投影长度;l1为跨距内导线水平投影长度;Qi为各种状态时绝缘子串单位长度质量;qi为各种状态时的导线单位长度质量。

a1及a2的计算公式为:

式中:Q4为绝缘子串承受的风压;q4为导线单位长度所承受的风压;Q1为绝缘子串的质量;q1为导线单位长度的质量。

校验实际相间距离是否能够完全满足软导线在各种不同状态下的最小安全距离D2要求。

(1)在大气过电压、风偏条件下,D′2为:

(2)在内部过电压、风偏条件下,D″2为:

(3)在最大工作电压、短路摇摆、风偏条件下,D‴2为:

式中:D′2、D″2、D‴2分别为大气过电压、内部过电压、最大工作电压所要求的的最小相间距离;A′2、A″2、A‴2分别为各种状态下不同相带电部分之间的最小电气距离;f′1、f″1、f‴1对应各种状态时绝缘子串弧垂;f′2、f″2、f‴2对应各种状态时导线弧垂;a′1、a″1、a‴1对应各种状态时绝缘子串的风偏摇摆角;a′2、a″2、a‴2对 应 各 种 状 态 时 绝 缘 子 串 的 风 偏 摇 摆角;d为导线分裂间距;r为导线半径。

3.2 相间距离校验结果

针对校验所需的各项参数,文中分别选取设计值和现场测试值。具体参数信息详见表1。其中软导线弧垂实测值1.3 m,远大于设计值0.7 m。

表1 软导线相间距离校验参数

将校验所需的各项参数代入上述计算公式,在3种不同情况开展校验计算。分别为:设计值下发生三相短路、设计值下发生两相短路、实测值下发生两相短路。计算结果详见表2。

表2 软导线相间距离校验结果 m

对比情况2和情况3可知,当软导线弧垂满足设计值0.7 m 时,针对本次两相短路故障进行相间距离校验,结论为合格,即线路发生两相短路时不应造成软导线短路;当软导线弧垂不满足设计值,达到1.3 m 时,针对本次两相短路故障进行相间距离校验,结论为不合格,即线路发生两相短路时容易造成软导线短路。

对比情况1和情况2可知,根据现有设计值,针对系统发生三相短路故障进行相间距离校验,结论为不合格,即线路发生三相短路时容易造成软导线短路。

4 故障原因分析及治理措施

4.1 原因分析

根据软导线相间距离校验结果可知,在软导线实测弧垂为1.3 m 的情况下,现有相间距离1.3m 已不满足设计规程要求,即外部线路发生两相短路故障时,存在软导线发生短路可能。同时根据现场检查,排除异物等其他原因。因此判断本次故障原因为:由于35 k V 软导线弧垂及相间距离均不满足设计要求,外部线路发生两相短路时,软导线在电动力作用下发生摇摆,侵犯安全距离,造成相间短路。由于故障点在主变压器保护范围内,因而导致2 号主变压器保护动作,三侧开关跳闸。

4.2 治理措施

鉴于本次故障原因为软导线弧垂及相间距离不满足要求,因此文中提出针对性治理措施如下。

(1)运行年限超过20年老旧变电站应开展全面排查,针对软导线弧垂、相间距离、档距等关键参数进行现场实测,并根据测试结果开展相间距离校验;

(2)针对弧垂、相间距离不满足要求的软导线,具备条件的应委托设计单位重新设计建设方案,对软导线及架构进行全面改造。

(3)不具备改造条件的,可采取加装耐张绝缘子或绝缘外护套等措施,以提高软导线绝缘水平。

(4)对于其他在运变电站软导线,应定期采用不停电方法开展弧垂测试,若弧垂不满足设计要求,应及时停电并重新安装,避免故障发生。

5 结论

针对故障变电站35 k V 软导线进行停电检修,调整软导线弧垂并加装绝缘外护套以提高软导线绝缘水平,截止目前该变电站未发生同类原因造成主变压器跳闸事故。后期计划结合变电站整体改造,根据主变压器设计容量,重新设计并校验35k V 软导线弧垂、相间距离,以满足设计规程要求,保设备安全稳定运行。